Оцінка на міцність працездатності кільцевих зварних з'єднань труб з корозійними дефектами

11/10/2013 2:48pm

Автор: Тараєвський О.С.

Категории: противокоррозионная защита металлов

Представлені результати експериментальних досліджень і проаналізований вплив тривалого терміну експлуатації магістральних газопроводів, а також природні концентратори  напружень на фізико-механічні властивості зварних з'єднань сталі 17Г1С. Розроблено методику та встановлені закономірності руйнування матеріалу зварних з'єднань газопроводів при статичному та низькочастотному навантаженні під час довготривалої експлуатації , а також концентраторів напруги. Розглянуто деякі аспекти механізму руйнування зварних з'єднань трубопроводів,які знаходяться в довготривалій експлуатації , а також концентрацій напруг.

Ключові слова: втома, наводнення, концентратор напружень, зварне з»єднання, зварний шов, газопровід, статичне навантаження, низькочастотне навантаження.

 

 


Тараевский Олег Степанович

Тараєвський Олег Степанович

Кандидат технічних наук, доцент кафедри транспорту і

зберігання нафти і газу , лауреат премії Президента України

для молодих вчених (від 3.11.2009 №891/2009)

Напрям наукових досліджень: Забезпечення безаварійної

експлуатації магістральних трубопроводів за складних умов.

 

Вступ

Проблема забезпечення високої експлуатаційної надійності магістральних трубопроводів (МТ) має важливе значення для народного господарства України, оскільки значна їх частина експлуатується протягом  тривалого часу і вже вичерпала свій нормативний ресурс. Стабільна робота МТ і його висока економічна ефективність, у першу чергу, залежить від його  технічного стану. При оцінці технічного стану трубопроводу важливе місце займає достовірне визначення напружено-деформованого  стану (НДС) його лінійної частини як одного з основних факторів, від якого залежить рівень експлуатаційної надійності споруди. В іншому випадку трубопроводи можуть зазнавати аварійної ситуації.
Аналіз причин аварій магістральних трубопроводів дозволив у багатьох випадках встановити, що відмови роботи пов’язані з розривами по металу в цілому або по кільцевих стикових швах. Більше 50% конструкцій руйнуються внаслідок корозійних пошкоджень, 37% аварій викликані незадовільною якістю металу, який характеризується недостатньою пластичністю, ударною в’язкістю, неякісними лініями сплавлення, заводських швів тощо. 
Детальний аналіз причин аварій дозволив у багатьох випадках встановити безпосередній зв’язок джерела зародження руйнування з будь - яким, нехай і малопомітним, дефектом металургійного, виробничого, будівельно-монтажного або експлуатаційного характеру, який є концентратором напружень на внутрішніх і зовнішніх поверхнях труби. Заводські дефекти проявляються у вигляді вад металу труби, неметалічні включення - у вигляді сульфідних смужок, раковин, неповного зняття залишкових напружень зварного шва, дефектів механічного пошкодження внутрішньої поверхні труби. Під час монтажу трубопроводів і транспортуванні труб до місця призначення переважають механічні пошкодження у вигляді вм’ятин, забоїн, рисок, а також дефектів поперечних стикових швів, зокрема непроварів та ін.
Для виявлення впливу робочого корозійного середовища на міцність і витривалість трубної сталі необхідно дати характеристику корозійному середовищу. Взаємодія середовища і металу буде залежати від:

  • хімічного складу і його окремих компонентів.
  • пластичної і пружної деформації.
  • стану поверхні.

Слід розрізняти три можливі випадки протікання наводнення металу:

  • наводнення металу з недеформованою решіткою.
  • наводнення металу з деформованою решіткою (процеси холодного деформування металу).
  • наводнення в процесі деформування металу.

Структурний стан сталі та її деформування суттєво впливає як на електрохімічні корозійні процеси, так і на дифузійні процеси, і чим більша нестабільність фаз, тим вища її чутливість до корозії.
Підвищення ефективності ГТС – важлива проблема, яка потребує розв’язання. Процес проектування та експлуатації таких ГТС характеризується рядом специфічних особливостей. Невідповідність в об’ємах поставки газу і його споживання призводить до нестаціонарності газових потоків, що в поєднанні зі складною технологічною схемою газопроводів та пересіченим профілем траси приводить до складності прогнозування режимів роботи та керування ними. Науково обґрунтоване визначення планових задач подачі газу в умовах нестаціонарності полягає в тому, що потрібно мати достовірну інформацію про добову, сезонну та інші види нерівномірності споживання газу.
На даний час формуються два основних напрямки прогнозування: зазначивши нерівномірність споживання газу в задачах проектування та розвитку (перспективне прогнозування) систем газопостачання; прогноз графіків споживання для керування режимами в реальних системах транспорту газу (оперативне прогнозування).
Вважається, що промислові споживачі газу рівномірно споживають газ протягом доби. Це твердження не завжди вірне, оскільки кількість спожитого газу як пального в промисловості визначається багатьма факторами, як, наприклад, нерівномірність поступлення сировини, вимоги технологічного процесу до якості продукції та інше. Тому для промислових споживачів газу також існує добова нерівномірність газоспоживання, що може суттєво відрізнятися від нерівномірності споживання газу побутовими споживачами, яка визначається в основному укладом  життя суспільства і пов’язаним із цим характером енергоспоживання. Буферні споживачі можуть використовувати різні види енергоносіїв (в т.ч. і природній газ), їх використання в регіоні призводить до згладжування нерівномірності газоспоживання.
Коливання робочого тиску в газопроводах газотранспортної системи протягом доби визначаються характером споживання даним регіоном, який містить певну кількість споживачів газу. Від кількості споживачів і характеру споживання газу ними протягом доби залежить коливання витрати в газотранспортній системі, яке в свою чергу викликає коливання тиску. За характером газоспоживання споживачів поділяють на три групи: промислові споживачі газу, побутові споживачі та буферні. Однак цей розподіл має досить умовний характер.
Для оперативного диспетчерського керування, в основному, має значення облік коливання газоспоживання на протязі доби. Для проведення таких досліджень важливо встановити причину виникнення нестаціонарного процесу, яка, в свою чергу, в більшості випадків визначає характер його протікання. Усі причини виникнення нестаціонарних процесів можна розділити на постійно діючі та імпульсні.
Крім того, різке збільшення або зменшення забору газу спо­живачами призводить до неусталеності його течії по трубопроводу, причому неусталені (неустойчивый)  процеси внаслідок зміни густини газу можуть тривати годинами чи навіть добами. До аналогічних наслідків приводить зменшення або збільшення підкачки газу, раптове включення або відключення компресорних станцій, відкриття чи закриття засувок тощо. Тому загальний процес коливання тиску в газопроводі характеризується спектром частот.
Стан проблеми
Підземні магістральні газопроводи, не дивлячись на комплексний захист від корозії, що включає пасивний захист протикорозійними покриттями та активний електрохімічний захист все ж досить інтенсивно схильні до різних корозійних пошкоджень. Однак до теперішнього часу закономірності міцнісної поведінки корозійних дефектів досліджені не повною мірою.
Таблиця 1. Об'єкти випробувань і їх основні характеристики

Номер труби

Dн×δ, мм марка сталі

Термін експлуатації до вирізки, років

Причина вирізки по типу дефекту

Розміри максимального дефекту, мм

Граничний тиск(МПа), характер руйнувань

1

1220 × 12, 17Г1С

13

Корозія по ВТД

1100 × 520 × 2,8

9,2 Стан текучості

2

1220 × 14,5, 17Г1С

13

Корозія по ВТД

3000 × 3,5

12,0 В’язке

3

1220 × 12, 17Г1С

17

Аварія, КРН

Загальна корозія800 × 0,5

9,8 В’язке

4

1220 × 12, 17ПСУ

6

Корозія по ВТД

Загальна корозія800 × 4,4

11,0 В’язке

5

1020 × 9; 17Г1С, термозміцнена

18

Корозія по ВТД

Виразкова корозія900 × 4,4

8,0 В’язке

6

1020 × 9; 17Г1С, термозміцнена

18

Корозія по ВТД

Виразкова корозія300 × 3,0

10,5 В’язке

7

1220 × 10,5; 17Г2СФ, термозміцнена

23

Аварія, структурні дефекти металу

Каверни глибиною до 2,5

11,3 В’язке

8

1220 × 12,5, 17ГС

30

Ділянка МГ , яка сплила на болоті

Гофри, вм'ятини 1220 × 800 × 109, виразки­­­ до 2,0

11,0 В’язке

Так, існуючі нормативні вимоги до безпечної і безвідмовної роботи магістральних газопроводів цілком однозначно регламентують негайне усунення наднормативних корозійних пошкоджень. Між тим, розвиток корозійного дефекту на трубах підземного закладення носить латентний характер і проявляється зазвичай раптово у вигляді аварійної відмови різної складності. У цій ситуації залишаються недопрацьованими методи, що дозволяють оцінити темп виробітку міцнісного ресурсу газопровідної труби в процесі розвитку корозійних дефектів. З іншого боку, сучасні способи внутрішньотрубної дефектоскопії дозволяють виявити абсолютну більшість корозійних дефектів прямим вимірюванням за один цикл інспекції. При цьому фіксується картина множинності корозійних пошкоджень, усунення яких потребує наукового обгрунтування тимчасових пріоритетів, так як одномоментна ліквідація виявлених дефектів, як того вимагають діючі нормативи, неможлива з технічних причин.
Для уточнення цих прогалин на дослідно-промисловому стенді виконані повномасштабні гідравлічні випробування корозійно пошкоджених труб, забракованих з діючих газопроводів.
У представленій класифікаційній групи аналізуються результати випробувань восьми об'єктів (табл. 1), схильні до корозійних пошкоджень глибиною понад 10% товщини стінки.
Слід зазначити, що корозійні дефекти були виявлені тільки на зовнішній поверхні труб в місцях наскрізних або закритих ушкоджень ізоляційного покриття. Очевидно, що корозійні потоншення стінки труби обумовлюють локальний ріст напружено-деформованого стану і зниження міцності труби. Наочно це ілюструється при зіставленні деформування бездефектної і дефектних зон в ході випробувань трубних швів № 12 і 13. Результати вимірювань представлені в табл. 2.
З табл. 2 видно, що фактична деформація труби в непошкодженій зоні співставна з розрахунковим значенням, обчисленим у відповідності з узагальненим законом Гука для плоского напруженого стану, тобто, отримані результати, якщо виключити явно аномальні свідчення деяких тензометрів, що спостерігаються на першому ступені навантаження, повинні достатньо достовірно відображати процеси, що протікають.
Далі, повертаючись до отриманих результатів, можна констатувати, що ряд тензометрів (№ 2, 4, 6), встановлені, як правило, в зоні непротяжних дефектів, зафіксували деформацію зіставну з деформацією неушкодженою труби, тобто такі дефекти не викликали помітного зниження міцності
Разом з цим зони великих корозійних дефектів (тензометри № 1, 3, 8, 9) деформувалися в набагато більшому ступені, ніж бездефектная труба, тобто ці зони мали більш високі напруги. Як показало подальше навантаження, розрив шва № 12 стався в зоні установки тензометра № 1, де була зафіксована найбільша деформація, що перевищила в 2,52 рази деформацію непошкодженою зони. Що ж стосується батоги № 13, то в ході випробувань на неї були нанесені штучні дефекти, які і стали осередком руйнування.
Поряд з вищенаведеним, реальна інтегральна оцінка наявності і величини зниження міцності дефектної труби все ж може бути визначена тільки після її руйнування, що й було виконано на заключних етапах випробувань трубних швів № 2; 3: 9; 13; 18; 19.
Результати випробувань і розрахунків розглянутих швів труб представлені в табл. 3. З цієї таблиці видно, що п'ять випробуваних швів (№ 1, 2, 9, 12, 13) мають корозійні дефекти, які належать діючими нормативними документами до категорії неприпустимих.

Таблиця 2 – результати деформування труб в поперечному напрямі від дії внутрішнього тиску.


п/п

Місце встановлення
тензометра

Приріст показань тензометра при зміні тиску, МПа

Середня деформація при зміні тиску на 1 МПа

0÷1

1÷2

2÷3

3÷4

4÷5

5÷6

Поділок тензометра

Відносна
% × 102

Зварний шов труби №12

1

Обширна корозійна зона глибиною
до 4,4 мм

-1

32

29

28

22

24

27

6,75

2

Короткий дефект глибиною до 4 мм

13

14

13

13

10

12

12,5

3,13

3

Обширна корозійна зона глибиною
до 4,1 мм

56

27

20

17

15

15

18,8

4,70

4

Короткий дефект глибиною до 5,2 мм

16

14

6

8

8

11

10,5

2,63

5

Короткий дефект глибиною до 4,5 мм

34

20

16

17

13

12

14,4

3,60

6

Довгий дефект глибиною до 3,5 мм

19

12

9

10

7

9

9,4

2,35

Зварний шов труби №13

7

Обширна корозійна зона глибиною
до 1 мм

53

17

18

14

13

10

14,4

3,60

8

Обширна корозійна зона глибиною
до 3 мм

80

29

26

18

17

13

20,6

5,15

9

Обширна корозійна зона глибиною до
2,5 мм

63

28

22

16

5

22

18,6

4,65

10

Непошкоджена труба

10

9

14

11

10

10

10,7

2,68

 

Наявність таких пошкоджень вимагає проведення ремонтних заходів щодо їх усунення, або щодо зниження робочого тиску до безпечної величини (на 4,3 ... 30% від проектного тиску).

Запаси міцності випробуваних труб

Рис. 1. Співставлення проектного і дійсного коефіцієнтів запасу міцності випробуваних труб

 

При оцінці розглянутих дефектів в категорію дефектів, які потребують проведення ремонту додатково потрапляють дефекти зварного шва труби № 18. При цьому рівень зниження робочого тиску на всіх випробуваних об'єктах (при неможливості проведення ремонту) стає ще більш істотним (на 4,3 ... 27,1% в порівнянні з первісним варіантом).
Поряд з цим, зіставлення дійсного Кд і проектного Кпр коефіцієнтів запасу міцності, а також їх співвідношення Кд/Кпр графічне представлення яких надане на рис. 1 і 2, показує, що тільки в одному випадку (зварний шов труби № 12) не забезпечується необхідна надійність труби.
При неможливості проведення тут ремонтних робіт, необхідне зниження робочого тиску у відповідності з [5,6] величини 3,78 МПа, що становить 70% від величини проектного тиску. Між тим, з результатів гідравлічних випробувань цього зварного шва видно, що проектний коефіцієнт запасу забезпечується вже при робочому тиску, рівному р = 8 / 1,71 = 4,68 МПа (86,7% від проектного тиску), тобто на 23,8% більше величини.

 

 

Таблиця 3. Результати випробувань і розрахунку зварних швів труб з корозійними ушкодженнями

Параметр

Номер трубного зварювального шва що випробовувався

1

2

3

9

12

13

18

19

Діаметр і номінальна товщина стінки труби, мм

1220×12,0

1220×14,5

1220×12,0

1220×12,0

1020×9,0

1020×9,0

1220×10,5

1220×12,0

Марка сталі

17Г1С

17Г1С

17Г1С

17Г1СУ

17Г1С

17Г1С

17Г2СФ

17ГС

Нормативні механічні характеристики, МПа

Межа міцності, σв

 

520

520

520

520

600

600

550

520

Межа текучості, σт

 

360

360

360

360

420

420

380

350

Корозійний дефект

Короткий(к)
Довгий(д)

 

д

д

д

д

д

д

к

д

 

Максимальна глибина дефекту

мм

2,8

3,5

0,5

4,4

4,4

3,0

2,5

2,0

 

%

23,3

24,1

4,2

36,7

48,9

33,3

23,8

16,0

Допустима глибина дефекту по [58,59] , %

21,2

21,7

21,2

21,2

28,1

28,1

70,0

22,2

Тиск розриву зварного шва, МПа

9,2

12,0

9,8

11,0

8,0

10,5

11,3

11,0

Коефіцієнт проектного запасу міцності, Ктпр

1,8

2,15

1,8

1,8

1,71

1,71

1,8

1,8

Коефіціент проектного запасу по межі текучості, Кд

1,05

1,26

1,05

1,05

1,0

1,0

1,05

1,05

Дійсний коефіцієнт запасу міцності, Кпр

1,48

2,22

1,81

2,04

1,48

1,94

2,09

2,04

Показник міцнісної надійності Кд/Кпр

1,41

1,03

1,006

1,13

0,87

1,13

1,16

1,13

Допустимий робочий тиск по [58, 59]

5,17

5,15

5,4

4,27

3,78

4,94

5,4

5,4

Допустимий робочий тиск по [61]

4,14

4,22

5,17

3,42

2,76

3,6

4,11

4,54


 

 
Міцнісна надійність випробуваних зварних труб

Рис. 2. Показники міцнісної надійності для випробуваних зварних швів труб

Для інших зварних швів труб реальний запас міцності в порівнянні з проектним, виключаючи об'єкт № 1, де труба була доведена тільки до текучості металу, становить 0,6÷16%, (рис. 2), тобто фактично необхідна надійність труб забезпечується навіть у тому випадку, коли за діючими нормами потрібне проведення ремонтних або технологічних заходів щодо зниження робочого тиску (зварні шви № 2; 9; 13).
Таким чином, в результаті гідравлічних випробувань трубних зварних швів на внутрішній тиск встановлено, що при наявності корозійних пошкоджень, що перевищують нормативні значення, поточний рівень міцністного ресурсу газопровідних труб виявляється неоднозначним. Він може залишатися достатнім для подальшої безпечної експлуатації (трубні зварні шви № 9, 13, 18 19), бути критичним або рівноважним (трубні зварні шви № № 2, 3), невизначеним для оцінки (трубний зварний шов № 1) або реально небезпечним (трубний зварний шов № 12). Кожне з цих станів вимагає індивідуального управління рівнем експлуатаційної надійності газотранспортного об'єкту. У першому випадку - це системний моніторинг, у другому - планова профілактика, в третьому - постановка детальних досліджень, в четвертому-невідкладний ремонт і т. п. Це управління повинне бути засноване на системі критеріальних пріоритетів для оцінки поточної працездатності газопровідних труб, схильних до корозії.

Висновок

Проведені випробування показують, що розрахунок допустимих напружень, що виникають в середині газопроводу в результаті нерівномірного газоспоживання, в наводнювальних середовищах, необхідно проводити із врахуванням коефіцієнта bкс, що дасть змогу підвищити їх, а це в свою чергу дасть можливість збільшити пропускну здатність магістрального газопроводу за рахунок підвищення тиску.Приведена методика дозволяє визначити в процесі експлуатації правильний і раціональний вибір величини допустимого напруження для даного робочого середовища та малій кількості циклів навантаження. Адже ж втомні процеси в сталі мають імовірнісний характер. Це дозволяє в сукупності з методами неруйнівного контролю і використанням ризик – аналізу при існуючій концепції безпеки – „реалізувати та виправляти” підтримувати трубопровід в працездатному стані. Однак, не заперечним є те, що при таких умовах експлуатації (наголошую, сумісної дії змінних навантажень і середовища) при довготривалій експлуатації в матеріалі труб накопичуються дефекти, які в кінцевому результаті приводять до їх руйнування. Особлива небезпека є у важкодоступних місцях (неможливо вчасно усунути небезпеку) або в ускладнених умовах експлуатації (наприклад трубопровід попав у зону зсуву). Тут повинна працювати нова концепція ризик – аналізу – „передбачити і випереджувати”.

ЛІТЕРАТУРА.

  • Карпенко Г.В. Прочность стали в корозионной среде./ Карпенко Г.В. // М.:Машгиз, 1963, 188с.
  • Похмурський В.І. Корозійно механічне руйнування зварних конструкцій./ Похмурський В.І., Мелехов Р.К.// К.: Наукова думка, 1990, 347с
  • Похмурський В.І. Коррозионная усталость металов./ Похмурський В.І.// М.: Металургия, 1985, 207с
  • Крижанівський Є.І. Вплив  наводнення на корозійно – механічні властивості зварних швів газопроводів/ Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С., Петрина Д.Ю. //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2005. - №1(14). – С.25-29.
  • Крижанівський Є.І. Вплив нерівномірності газоспоживання на напружений стан трубопроводу / Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С.//Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2004. - №3(12). – С.31-34.
  • Крижанівський Є.І. Чутливість до водневої крихкості зварного зєднання сталі 17Г1С магістрального газопроводу/ Цирульник О.Т., Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С. // Фіз..-хім. механіка матеріалів. – 2004. -№6. – с. 111-114

Русскоязычная версия

 

Введение

Проблема обеспечения высокой эксплуатационной надежности магистральных трубопроводов (МТ) имеет большое значение для народного хозяйства Украины, поскольку значительная его часть эксплуатируется в течение длительного времени и уже исчерпала свой ​​нормативный ресурс. Стабильная работа МТ а также его высокая экономическая эффективность , в первую очередь , зависят от его технического состояния. При оценке технического состояния трубопровода важное место занимает достоверное определение напряженно - деформированного состояния (НДС ) его линейной части как одного из основных факторов, от которого зависит уровень эксплуатационной надежности сооружения. В противном случае трубопроводы могут быть подвержены аварийной ситуации.
Анализ причин аварий магистральных трубопроводов позволил во многих случаях установить, что отказы работы связанные с разрывами по металлу в целом, или по кольцевых стыковых швах. Более 50 % конструкций разрушаются вследствие коррозионных повреждений, 37 % аварий вызваны неудовлетворительным качеством металла, характеризующимся недостаточной пластичностью, ударной вязкостью, некачественными линиями сплавления, заводских швов и т.д.
Детальный анализ причин аварий позволил во многих случаях установить непосредственную связь источника зарождения разрушения с каким - либо, пусть и малозаметным, дефектом металлургического, производственного, строительно-монтажного или эксплуатационного характера, который является концентратором напряжений на внутренних и внешних поверхностях трубы. Заводские дефекты проявляются в виде пороков металла трубы, неметаллических включений - в виде сульфидных полосок , раковин , неполного снятия остаточных напряжений сварного шва , дефектов механического повреждения внутренней поверхности трубы. При монтаже трубопроводов и транспортировке труб к месту назначения преобладают механические повреждения в виде вмятин, забоин, рисок, а также дефектов поперечных стыковых швов, в частности непроваров и др.
Для выявления влияния рабочей коррозионной среды на прочность и выносливость трубной стали необходимо дать характеристику коррозионной среде . Взаимодействие среды и металла будет зависеть от :
- Химического состава и его отдельных компонентов.
- Пластической и упругой деформации.
- Состояния поверхности .
Следует различать три возможных случая протекания наводороживания металла:
- Наводороживание металла с недеформированной решеткой .
- Наводороживание металла с деформированной решеткой (процессы холодного деформирования металла).
- Наводороживание в процессе деформирования металла .
Структурное состояние стали и ее деформирование существенно влияет как на электрохимические коррозионные процессы, так и на диффузионные процессы, и чем больше нестабильность фаз, тем выше ее чувствительность к коррозии .
Повышение эффективности ГТС - важная проблема, требующая решения . Процесс проектирования и эксплуатации таких ГТС характеризуется рядом специфических особенностей . Несоответствие в объемах поставки газа и его потребление приводит к нестационарности газовых потоков, в сочетании со сложной технологической схемой газопроводов и прохождением трассы по пересеченной местности приводит к сложности прогнозирования режимов работы и управления ими. Научно обоснованное определение плановых задач подачи газа в условиях нестационарности заключается в том, что нужно иметь достоверную информацию о суточной, сезонной и других видах неравномерности потребления газа.
            В настоящее время формируются два основных направления прогнозирования: неравномерность потребления газа в задачах проектирования и развития ( перспективное прогнозирование) систем газоснабжения; прогноз графиков потребления для управления режимами в реальных системах транспорта газа ( оперативное прогнозирование).
Считается, что промышленные потребители газа равномерно потребляют газ в течение суток. Это утверждение не всегда верно, поскольку количество потребленного газа как топлива в промышленности определяется многими факторами, как, например, неравномерность поступления сырья, требования технологического процесса к качеству продукции и прочее. Поэтому для промышленных потребителей газа также существует суточная неравномерность газопотребления, которая может существенно отличаться от неравномерности потребления газа бытовыми потребителями, которая определяется в основном укладом жизни общества и связанным с этим характером энергопотребления. Буферные потребители могут использовать различные виды энергоносителей (в т.ч. и природный газ ) , их использования в регионе приводит к сглаживанию неравномерности газопотребления .
Колебания рабочего давления в газопроводах газотранспортной системы в течение суток определяются характером потребления данным регионом, содержащим определенное количество потребителей газа. От количества потребителей и характера потребления газа ними в течение суток зависят колебания расхода в газотранспортной системе, которые в свою очередь вызывают колебания давления. По характеру газопотребления потребителей разделяют на три группы: промышленные потребители газа, бытовые потребители и буферные. Однако это деление носит достаточно условный характер.
Для оперативного диспетчерского управления, в основном, имеет значение учет колебаний газопотребления в течение суток. Для проведения таких исследований важно установить причину возникновения нестационарного процесса, который, в свою очередь, в большинстве случаев определяет характер его протекания. Все причины возникновения нестационарных процессов можно разделить на постоянно действующие и импульсные .
Кроме того, резкое увеличение или уменьшение забора газа потребителем приводит к нестабильности его течения по трубопроводу, причем неустойчивые процессы, вследствие изменения плотности газа, могут длиться часами или даже сутками. К аналогичным последствиям приводит уменьшение или увеличение подкачки газа, внезапное включение или отключение компрессорных станций, открытие или закрытие задвижек и т.п. Поэтому общий процесс колебания давления в газопроводе характеризуется спектром частот.
Состояние проблемы
Подземные магистральные газопроводы, несмотря на комплексную защиту от коррозии, включающую пассивную защиту противокоррозионными покрытиями и активную электрохимическую защиту все же достаточно часто подвержены различным коррозионным повреждениям. Однако до настоящего времени закономерности прочностного поведения коррозионных дефектов исследованы не полностью.

Таблица 1. Объекты испытаний и их основные характеристики


Номер трубы

Dн×δ, мм марка стали

Термин эксплуатации  до вырезки, лет

Причина вырезки по типу дефекта

Размеры максимального дефекта, мм

Граничное давление(МПа), характер разрушений

1

1220 × 12, 17Г1С

13

Коррозия по ВТД

1100 × 520 × 2,8

9,2 Состояние текучести

2

1220 × 14,5, 17Г1С

13

Коррозия по ВТД

3000 × 3,5

12,0 Вязкий

3

1220 × 12, 17Г1С

17

Авария, КРН

Общая коррозия 800 × 0,5

9,8 Вязкий

4

1220 × 12, 17ПСУ

6

Коррозия по ВТД

Общая коррозия 800 × 4,4

11,0 Вязкий

5

1020 × 9; 17Г1С, термоукрепленная

18

Коррозия по ВТД

Язвенная коррозия × 4,4

8,0 Вязкий

6

1020 × 9; 17Г1С, термоукрепленная

18

Коррозия по ВТД

Язвенная коррозия 300 × 3,0

10,5 Вязкий

7

1220 × 10,5; 17Г2СФ, термоукрепленная

23

Авария, структурные дефекты металла

Каверны глубиной до 2,5

11,3 Вязкий

8

1220 × 12,5, 17ГС

30

Область МГ, которая всплыла на болоте

Гофры, вмятины 1220 × 800 × 109, язвы до 2,0

11,0 Вязкий

            Так, существующие нормативные требования к безопасной и безотказной работе магистральных газопроводов вполне однозначно регламентируют немедленное устранение сверхнормативных коррозионных повреждений. Между тем, развитие коррозионного дефекта на трубах подземного заложения носит латентный характер и проявляется обычно внезапно в виде аварийного отказа различной сложности. В этой ситуации остаются недоработанными методы, позволяющие оценить темп выработки прочностного ресурса газопроводной трубы в процессе развития коррозионных дефектов. С другой стороны, современные способы внутритрубной дефектоскопии позволяют выявить абсолютное большинство коррозионных дефектов прямым измерением за один цикл инспекции. При этом фиксируется картина множественности коррозионных повреждений, устранение которых требует научного обоснования временных приоритетов, так как одномоментная ликвидация обнаруженных дефектов, как того требуют действующие нормативы, невозможна по техническим причинам.
Для уточнения этих пробелов на исследовательско - промышленном стенде выполнены полномасштабные гидравлические испытания коррозионно-поврежденных труб , забракованных из действующих газопроводов.
В представленной классификационной группе анализируются результаты испытаний восьми объектов (табл. 1), подверженных коррозионным повреждениям глубиной более 10 % толщины стенки.
Следует отметить, что коррозионные дефекты были обнаружены только на внешней поверхности труб в местах сквозных или закрытых повреждений изоляционного покрытия. Очевидно, что коррозионные утончения стенки трубы обусловливают локальный рост напряженно - деформированного состояния и снижение прочности трубы. Наглядно это иллюстрируется при сопоставлении деформирования бездефектной и дефектных зон в ходе испытаний трубных швов № 12 и 13. Результаты измерений представлены в табл 2 .
Из таблицы 2 видно, что фактическая деформация трубы в неповрежденной зоне сопоставима с расчетным значением, вычисленным в соответствии с обобщенным законом Гука для плоского напряженного состояния, т.е. полученные результаты, если исключить явно аномальные показания некоторых тензометров, наблюдаемых на первой ступени нагрузки, должны достаточно достоверно отражать процессы, которые протекают.
Далее, возвращаясь к полученным результатам, можно констатировать, что ряд тензометров ( № 2 , 4 , 6 ) , установленных, как правило, в зоне локальных дефектов, зафиксировали деформацию сопоставимую с деформацией неповрежденной трубы, то есть такие дефекты не вызвали заметного снижения прочности
Вместе с этим зоны больших коррозионных дефектов ( тензометры № 1 , 3 , 8 , 9 ) деформировались в гораздо большей степени, чем бездефектная труба, то есть эти зоны имели более высокие напряжения. Как показали дальнейшее нагрузки, разрыв шва № 12 произошел в зоне установки тензометра № 1 , где была зафиксирована самая большая деформация, которая превысила в 2,52 раза деформацию неповрежденной зоны. Что касается плети № 13 , то в ходе испытаний на нее были нанесены искусственные дефекты, которые и стали центром разрушения.
Наряду с вышеизложенным, реальная интегральная оценка наличия и величины снижения прочности дефектной трубы все же может быть определена только после ее разрушения, что и было выполнено на заключительных этапах испытаний трубных швов № 2 , 3 : 9 , 13, 18 , 19 .
Результаты испытаний и расчетов рассмотренных швов труб представлены в табл . 3 . Из этой таблицы видно, что пять испытуемых швов ( № 1 , 2 , 9 , 12 , 13 ) имеют коррозионные дефекты, принадлежащие действующими нормативными документами  к категории недопустимых .
Таблица 2 - результаты деформирования труб в поперечном сечении от действия внутреннего давления.



п/п

Место установки
тензометра

Прирост показаний тензометра при смене давления, МПа

Средняя деформация при изменении давления на 1 МПа

0÷1

1÷2

2÷3

3÷4

4÷5

5÷6

Делений тензометра

Относительная
% × 102

Сварной шов трубы №12

1

Обширная коррозионная зона глубиной
до 4,4 мм

-1

32

29

28

22

24

27

6,75

2

Короткий дефект глубиной до 4 мм

13

14

13

13

10

12

12,5

3,13

3

Обширная коррозионная зона глубиной
до 4,1 мм

56

27

20

17

15

15

18,8

4,70

4

Короткий дефект глубиной до 5,2 мм

16

14

6

8

8

11

10,5

2,63

5

Короткий дефект глубиной  до 4,5 мм

34

20

16

17

13

12

14,4

3,60

6

Длинный дефект глубиной  до 3,5 мм

19

12

9

10

7

9

9,4

2,35

Сварной шов трубы №13

7

Обширная коррозионная зона глубиной
до 1 мм

53

17

18

14

13

10

14,4

3,60

8

Обширная коррозионная зона глубиной
до 3 мм

80

29

26

18

17

13

20,6

5,15

9

Обширная коррозионная зона глубиной до
2,5 мм

63

28

22

16

5

22

18,6

4,65

10

Неповрежденная труба

10

9

14

11

10

10

10,7

2,68

           
Наличие таких повреждений требует проведения ремонтных мероприятий по их устранению, или по снижению рабочего давления до безопасной величины (на 4,3 ... 30% от проектного давления).

 

Запасы прочности испытанных труб

Рис  1 . Сопоставление проектного и действительного коэффициентов запаса прочности испытанных труб

            При оценке рассматриваемых дефектов в категорию дефектов, требующих проведения ремонта дополнительно попадают дефекты сварного шва трубы № 18. При этом уровень снижения рабочего давления на всех испытуемых объектах ( при невозможности проведения ремонта) становится еще более существенным ( на 4,3 ... 27,1 % по сравнению с первоначальным вариантом ).
            Наряду с этим, сопоставление действительного Кд и проектного Кпр коэффициентов запаса прочности, а также их соотношение Кд / Кпр, графическое представление которых, представлено на рис. 1 и 2, показывает, что только в одном случае (сварной шов трубы № 12 ) не обеспечивается необходимая надежность трубы.
При невозможности проведения здесь ремонтных работ, необходимо снижение рабочего давления в соответствии с [5,6] величины 3,78 МПа, что составляет 70 % от величины проектного давления. Между тем, по результатам гидравлических испытаний этого сварного шва видно, что проектный коэффициент запаса обеспечивается уже при рабочем давлении, равном р = 8 / 1,71 = 4,68 МПа ( 86,7 % от проектного давления ), т.е. на 23,8 % больше величины.

 

Таблица 3. Результаты испытаний и расчета сварных швов труб с коррозионными повреждениями

Параметр

Номер трубного сварочного шва, который испытывался

1

2

3

9

12

13

18

19

Диаметр и номинальная толщина стенки трубы, мм

1220×12,0

1220×14,5

1220×12,0

1220×12,0

1020×9,0

1020×9,0

1220×10,5

1220×12,0

Марка стали

17Г1С

17Г1С

17Г1С

17Г1СУ

17Г1С

17Г1С

17Г2СФ

17ГС

Нормативные механические характеристики,
МПа

Предел прочности, σв

 

520

520

520

520

600

600

550

520

Предел
текучести, σт

 

360

360

360

360

420

420

380

350

Коррозионный
дефект

Короткий(к)
Длинный(д)

 

д

д

д

д

д

д

к

д

 

Максимальная глубина дефекта

мм

2,8

3,5

0,5

4,4

4,4

3,0

2,5

2,0

 

%

23,3

24,1

4,2

36,7

48,9

33,3

23,8

16,0

Допустимая глубина дефекта по [58,59] , %

21,2

21,7

21,2

21,2

28,1

28,1

70,0

22,2

Давление рaзрыва сварочного шва,  МПа

9,2

12,0

9,8

11,0

8,0

10,5

11,3

11,0

Коэффициент проектного запаса прочности, Ктпр

1,8

2,15

1,8

1,8

1,71

1,71

1,8

1,8

Коэффициент проектного запаса по границе текучести, Кд

1,05

1,26

1,05

1,05

1,0

1,0

1,05

1,05

Действительный коэффициент запаса прочности, Кпр

1,48

2,22

1,81

2,04

1,48

1,94

2,09

2,04

Показатель прочностной надежности, Кд/Кпр

1,41

1,03

1,006

1,13

0,87

1,13

1,16

1,13

Допустимое рабочее давление по [58, 59]

5,17

5,15

5,4

4,27

3,78

4,94

5,4

5,4

Допустимое рабочее давление по [61]

4,14

4,22

5,17

3,42

2,76

3,6

4,11

4,54

 

График прочностных надежностей

Рис. 2. Показатели прочностных надежностей для испытуемых сварных швов труб

            Для других сварных швов труб реальный запас прочности по сравнению с проектным, исключая объект № 1 , где труба была доведена только до текучести металла, составляет 0,6 ÷ 16 % , (рис. 2), то есть фактически необходимая надежность труб обеспечивается даже в том случае, когда по действующим нормам требуется проведение ремонтных или технологических мероприятий по снижению рабочего давления (сварные швы № 2 , 9, 13).
Таким образом, в результате гидравлических испытаний трубных сварных швов на внутреннее давление установлено, что при наличии коррозионных повреждений, превышающих нормативные значения, текущий уровень прочностного ресурса газопроводных труб оказывается неоднозначным . Он может оставаться достаточным для дальнейшей безопасной эксплуатации ( трубные сварные швы № 9 , 13 , 18, 19 ) , быть критическим или равновесным ( трубные сварные швы № № 2 , 3 ) , неопределенным для оценки ( трубный сварной шов № 1 ) или реально опасным (трубный сварной шов № 12). Каждое из этих состояний требует индивидуального управления уровнем эксплуатационной надежности газотранспортного объекта. В первом случае - это системный мониторинг, во втором - плановая профилактика, в третьем - постановка детальных исследований, в четвертом - неотложный ремонт и т. п. Это управление должно быть основано на системе критериальных приоритетов для оценки текущей работоспособности газопроводных труб, подверженных коррозии.

Выводы

Проведенные испытания показывают, что расчет допустимых напряжений, возникающих в середине газопровода в результате неравномерного газопотребления, в наводороженной среде, необходимо проводить с учетом коэффициента bкс , что позволит повысить их , а это в свою очередь даст возможность увеличить пропускную способность магистрального газопровода за счет повышения давления. Приведенная методика позволяет определить в процессе эксплуатации правильный и рациональный выбор величины допустимого напряжения для данного рабочей среды и малом количестве циклов нагрузки. Ведь усталостные процессы в стали носят вероятностный характер. Это позволяет в совокупности с методами неразрушающего контроля и использованием риск - анализа при существующей концепции безопасности - " реализовать и исправить"  а  также поддерживать трубопровод в работоспособном состоянии. Однако отрицательным является то, что при таких условиях эксплуатации ( подчеркиваю, совместного действия переменных нагрузок и среды) при длительной эксплуатации в материале труб накапливаются дефекты, которые в конечном итоге приводят к их разрушению. Особая опасность в труднодоступных местах ( невозможно вовремя устранить опасность ) или в осложненных условиях эксплуатации ( например трубопровод попал в зону смещения) . Здесь должна работать новая концепция риск - анализа - " предусмотреть и опередить " .

 

ЛИТЕРАТУРА

  • Карпенко Г.В. Прочность стали в корозионной среде./ Карпенко Г.В. // М.:Машгиз, 1963, 188с.
  • Похмурський В.І. Корозійно механічне руйнування зварних конструкцій./ Похмурський В.І., Мелехов Р.К.// К.: Наукова думка, 1990, 347с
  • Похмурський В.І. Коррозионная усталость металов./ Похмурський В.І.// М.: Металургия, 1985, 207с
  • Крижанівський Є.І. Вплив  наводнення на корозійно – механічні властивості зварних швів газопроводів/ Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С., Петрина Д.Ю. //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2005. - №1(14). – С.25-29.
  • Крижанівський Є.І. Вплив нерівномірності газоспоживання на напружений стан трубопроводу / Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С.//Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2004. - №3(12). – С.31-34.
  • Крижанівський Є.І. Чутливість до водневої крихкості зварного зєднання сталі 17Г1С магістрального газопроводу/ Цирульник О.Т., Крижанівський Є.І., Тараєвський О.С. // Фіз..-хім. механіка матеріалів. – 2004. -№6. – с. 111-114


Презентация

Контакты

 

 

Контакты

НАШІ КОНТАКТИ:

[email protected]

[email protected]

м. Дніпро

тел. +38 (056) 794-36-74, +38 (056) 794-36-75

моб. +38 (050) 320 69 72

ISSN 20760507

Керівник проекту - Гриньов Володимир Анатолійович

Партнеры